Практическое занятие №6

по теме «Методика расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания»

 

Цель: Изучить методику расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания. Рассчитать динамику пластового давления в зоне разбуривания и во внешней зоне, забойного давления, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и накопленного отбора газа, темпы внедрения и суммарное количество внедрившейся воды в газонасыщенный поровый объем залежи.

 

Краткая теория вопроса

 

При использовании приближенных методов расчета количества внедряемой пластовой воды в газовую залежь при упруговодонапорном режиме разработки предполагается допущение о равномерном распределении давления по площади газоносности, что возможно только в случае использования равномерной сетки скважин. На практике с целью предотвращения преждевременного обводнения добывающих скважин и снижения затрат на обустройство месторождения скважины разбуривают в пределах отдельных зон, преимущественно расположенных в центральной части залежи. Особенно это касается разработки морских месторождений с использованием стационарных платформ, когда зона дренирования (разбуривания) локализована вблизи платформы, и месторождений расположенных в районах со сложным рельефом местности и тяжелыми климатическими условиями.

Эксплуатация газовых залежей с сеткой скважин, расположенной преимущественно в центральной части залежи, приводит к образованию общих депрессионных воронок, что отрицательно сказывается на показателях разработки: преждевременное снижение дебитов скважин, необходимость бурения дополнительных скважин для поддержания заданных отборов газа, большие объемы остаточного газа за пределами зоны разбуривания и т.д.

Пусть круговая замкнутая залежь радиуса дренируется расположенной в центре укрупненной скважиной радиуса . Под понимается радиус площади, разбуренной реальными скважинами, которые размещены равномерно в зоне разбуривания.

Если считать, что средневзвешенное давление в зоне разбуривания равно давлению на стенке укрупненной скважины , то задача сводится к определению зависимости этого давления от времени. Заменяя реальные скважины «средними», дальнейший расчет можно провести по следующей методике.

Уравнение материального баланса для зоны разбуривания запишется следующим образом

 

(66)

 

для внешней зоны

 

(67)

 

Сложив (66) и (67), получим уравнение материального баланса для всей залежи

 

(68)

 

Здесь , , – начальная масса газа во всей залежи, в зоне разбуривания и во внешней зоне; , – масса газа в зоне разбуривания и во внешней зоне на текущий момент времени ; – накопленная массовая добыча на текущий момент времени; – масса газа, перетекшего из внешней зоны в зону разбуривания на текущий момент времени.

Если предположить, что средневзвешенное пластовое давление во внешней зоне равно давлению на контуре залежи , то можно записать (66)…(68) через стандартные объемы

 

(69)

 

(70)

 

(71)

 

(72)

 

(73)

 

где – газонасыщенный поровый объем пласта;

– средневзвешенная газонасыщенность;

, , – начальное и текущие давления в соответствующих зонах;

, , – начальный и текущие коэффициенты сверхсжимаемости;

– темп отбора газа;

;

.

Если предположить, что процесс фильтрации газа во внешней зоне квазистационарный, то тогда интенсивность перетока можно записать так

 

(74)

 

где – вязкость газа.

Для расчета коэффициента сверхсжимаемости будем использовать зависимость Латонова-Гуревича

 

(75)

 

где , – псевдокритические параметры газа.

Вязкость газа будем рассчитывать по зависимости Дина и Стила с уточнениями О.В. Калашникова и др.

 

(76)

 

(77)

 

(78)

 

; ; ; (79)

 

где – молярная масса газа, кг/кмоль;

– псевдокритический мольный объем, м³/кмоль;

– вязкость газа при атмосферном давлении, мПа·с;

- параметр.

В формулах (76)…(79) единица измерения давления – МПа, температуры – К, вязкости – мПа·с. Для метана погрешность расчета вязкости по сравнению с экспериментальными данными при 300 К в диапазоне давлений 10…60 МПа не превышает 2,7 %, при 400 К – 2,3 %.

Темп внедрения воды во внешнюю зону и, следовательно, положение газоводяного контакта могут быть вычислены по методу, изложенному в практической работе №4 или №5, либо по любому другому известному методу.

Данный метод расчета, также можно использовать и при газовом режиме разработки залежи. В этом случае принимается, что величина со временем не изменяется и равна

 

или

 

Задача 6. Разрабатывается газовая залежь при упруговодонапорном режиме с заданной динамикой темпа отбора газа на периоды нарастающей и постоянной добычи. Газовая залежь аппроксимируется укрупненной скважиной. Продуктивные отложения принимаются однородными по коллекторским и емкостным свойствам. Размещение скважин в зоне разбуривания – равномерное. Технологический режим эксплуатации «средней» скважины - постоянная депрессия на пласт. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений не изменяются во времени. Исходные данные: балансовые запасы и газонасыщенный поровый объем принимаем в 10 раз большими по сравнению с полученными значениями при решении задачи 1. Начальное пластовое давление, пластовая температура, состав и псевдокритические параметры пластового газа, параметры «средней» скважины известны по результатам решения задач 1 и 2. Темп отбора в период постоянной добычи, продолжительность периода нарастающей добычи, доля накопленной добычи газа за период нарастающей и постоянной добычи приведены в приложении Б (таблица Б.5). Пористость 0,17, начальная и остаточная газонасыщенность 0,78, 0,25, коэффициент пьезопроводности 1 м²/с, коэффициент проницаемости 0,14 мкм², относительная фазовая проницательность 0,2, вязкость воды в пластовых условиях 0,6 мПа∙с, толщина пласта 16 м, величина 0,6.

Рассчитать динамику пластового давления в зоне разбуривания и во внешней зоне, забойного давления, среднего дебита скважин, потребного количества скважин, накопленного отбора газа, темпа внедрения воды и количества внедрившейся воды на периоды нарастающей и постоянной добычи с использованием метода последовательной смены стационарных состояний и метода половинного деления. Расчеты произвести по временным шагам i – номер временного шага (i – й момент времени).

 

Порядок расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме с учетом образования общей депрессионной воронки в зоне разбуривания:

 

1 Рассчитываем величины по формуле (41), по формуле (77), по формуле (78), и по формуле (79), по формуле (75) и по формуле (76) при .

2 На нулевой момент времени (i=0) (эксплуатация залежи еще не началась) принимаем, что темп внедрения воды, суммарный объем внедрившейся воды и переток газа из внешней зоны в зону разбуривания равны нулю, средневзвешенное пластовое давление в газонасыщенной зоне равно начальному пластовому давлению.

3 Переходим к расчету на (i+1) момент времени. Присваиваем величине j значение ноль (j-число итераций на каждый момент времени).

4 Рассчитываем накопленную добычу газа на (i+1) момент времени.

5 Переходим к расчету показателей на (j+1) итерации. При расчете показателей на 2-й и последующих итерациях на (i+1) момент времени переходим к пункту 9.

6 При расчете на 2-ой и последующие моменты времени и 1-й итерации переходим к пункту 8.

7 При расчете на 1-й итерации 1-го момента времени в качестве начального условия можно принять, что , а . Далее последовательно производим расчет отношения по формуле (69), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от .

Рассчитываем отношение по формуле (70), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от , рассчитываем по формуле (75), по формуле (76), по формуле (44), по формуле (37), по формуле (80), по формуле (45), по формуле (40), по формуле (74), по формуле (81), производим расчет отношения по формуле (69), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от .

 

(80)

 

(81)

 

Присваиваем давлению сравнения значение . Переходим к пункту 5.

8 Присваиваем величине темпа внедрения воды в залежь значение, равное темпу внедрения воды на прошлый момент времени . Рассчитываем суммарный объем внедрившейся воды по формуле (46), по формуле (40).

Присваиваем величине темпа перетока газа в зону разбуривания значение, равное темпу перетока газа на прошлый момент времени . Рассчитываем суммарное количество перетекшего газа по формуле (82). производим расчет отношения по формуле (69), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от .

Присваиваем давлению сравнения значение . Переходим к пункту 5.

9 На 2-й и последующих итерациях на (i+1) момент времени присваиваем давлению значение давления сравнения и последовательно производим расчет отношения по формуле (71), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от , по формуле (75), по формуле (76), по формуле (38), по формуле (37), по формуле (80), по формуле (39), по формуле (40), по формуле (74), по формуле (82), производим расчет отношения по формуле (69), по методике, приведенной в приложении А, или из графика от .

 

(82)

 

10 Проверяем условие (83). Если условие (83) выполняется, то переходят к пункту 11, иначе рассчитывают новое значение давления сравнения по формуле (84) и переходят к пункту 5.

 

(83)

 

(84)

 

11 Рассчитываем на (i+1) момент времени забойное давление по формуле (26), средний дебит скважины по формуле (27) и потребное количество скважин по формуле (28).

12 Проверяем условие (84). Если условие выполняется, то переходим к пункту 3 для расчета на следующий момент времени. Иначе расчет показателей разработки закончен

 

(84)

 

Результаты расчета заносятся в таблицу 9. На рисунках приводится динамика показателей разработки.

 

Таблица 9 – Результаты расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме

год

, %

, млн м3/год

, млн м3

, м3/с

, тыс. м3

, МПа

, МПа

, мПа·с

, км

, м3/с

, млн м3

, МПа

, МПа

, МПа

, тыс. м3/сут

, шт

N